东营凹陷东辛油田油源分析和成藏过程研究

东辛油田是东营凹陷中央背斜带复式含油气聚集带的一部分,是一个多油源汇集的地区,油源关系复杂.根据地球化学和石油地质综合研究,对其油气来源和成藏过程进行了分析.根据油源和构造特征,东辛油田大致可划分为三个区:辛镇构造区,为低成熟-成熟的沙四型原油;东营构造区,以沙四型成熟原油为主;东营构造以西区,主要为沙三型成熟原油.结合地质分析认为,东营构造区至少存在两期重要的成藏过程,而辛镇构造和东营构造以西区仅存在明化镇期至第四纪一期成藏过程.该研究对于东辛油田今后的隐蔽油气藏勘探具有重要的意义.     

东营凹陷东辛油田油气成藏模式

利用含油气系统方法和油气成藏系统理论，研究了东辛油田的油气成藏条件以及形成模式．指出东辛油田有利成藏条件：(1)三面临洼，油源条件得天独厚；(2)砂体多层次多类型；(3)断层圈闭发育；(4)沙一段泥岩为区域盖层．东辛地区存在两个主要成藏期，分别对应于东营组末期和馆陶组末期——明化镇组时期，且以晚期成藏为主；油气先就近聚集，后在翼部断块区聚集成藏。     

辛1断块沙二砂层组油藏数值模拟研究

针对东辛油田辛1沙二砂层组油藏储层层间、层内非均质性严重,开采不均衡;井况差,井网完善程度低;地层能量低,压降大等情况,依据油藏类型和渗透机理建立了该油藏数值模型,在精细油藏描述的基础上,通过对开发动态进行历史拟合,分析了剩余油的分布特征及其控制因素,提出了合理的调整方案,为高效开发该油田提供了技术支持和决策依据.     

渤海海域旅大27—2油田东营组低渗储层特征及影响因素分析

低渗油气藏是当前渤海海油勘探开发的重要领域，研究低渗储层的特征和影响因素对合理开发类似油田，提高原油产量具有重要的意义。运用普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、X衍射、毛管压力曲线等资料，对旅大27—2油田东营组低渗储层特征进行了分析，揭示了储层低渗的影响因素。     

孤东油田低阻油层的特征

对孤东油田七区西馆陶组下段低电阻率油层特征进行了研究 ,分析了造成低电阻率油层的因素、测井参数特征及含水率的影响 ,探讨了该区低阻油层分布规律和开发过程中需要注意的问题。应用该研究成果在八区馆陶组下段发现了新的低电阻油层 ,使得该油区新增含油面积 0 .4km2 。低电阻油层是老油田增加新的储量的主要途径之一 ,而且为其他油田寻找同类型油藏探索了一条新的技术路线     

断层转换带描述技术在东辛油田滚动开发中的应用

经过近三十年的开发，自九十的占领区初东辛油田主力断场均进入高含水、特高含水开发期，资源接替不足，储采平衡严重失调，年产测量逐年下降。通过开展断裂构造体系和沉积体系研究，重建油田地质，不断加深对复杂断场油田地质规律的认识，逐步发展完善了断层转换带描述技术并应用于东辛油田的滚动开发，取得了突出的效果。     

套管损坏的验证与封堵方法

总结分析了东辛油田老井套管破损原因及表现特征，提出了解决套管损坏的方法。     

不同类型油藏的分类治理与分类开发——以东辛油田为例

东辛油田有各种油藏五大类十余种，经过三十余年的开发，采油难度与日俱增．本较为系统地论述了不同类型油藏的地质特点，尤其是剩余油的分布特点．并根据不同油藏的剩余油分布特点，应用水平井技术、细分层开采技术、完善井网技术、不稳定注水等四大开发技术分类进行治理，使油藏的各项开发指标都有明显的好转，有效地改善了油藏开发放果，取得了明显的社会经济效益．     

孤东油田东营组低阻油层成因分析

孤东油田东营组发育低阻油层，因其低阻油层是电阻增大率偏低的一类油层，在油层解释工作中经常被遗漏。根据孤东油田东营组油层的低阻成因机制，结合不同类型低阻油层的具体特征，对造成该区低阻油层的原因进行了分析。结果表明，孤东油田油层水矿化度高，构造平缓，油藏动力小，油层含水饱和度偏高，多套油水系统以及原油性质存在的差异，这些是造成油层低阻的主要原因。同时还认为，对低阻油层的解释工作要从成因角度考虑，重视薄层和测井曲线特征异常的层段，从而开发出低阻油层的潜在储量，以保证油区增储上产。     

玛北油田三叠系百口泉组储层四性关系研究

利用岩芯、测井、试油、分析化验等资料,对准噶尔盆地玛北油田三叠系百口泉组的岩性、岩石学特征、物性及含油性等关系进行分析,总结岩性与电性、物性及含油气性之间的关系及影响因素,得出孔隙度、渗透率及含油饱和度等油层参数的解释模型。研究表明,岩石类型、粒度、分选、泥质含量,以及胶结物类型等是控制百口泉组储层物性的关键因素;各种岩性的含油产状普遍较高,砾岩、砂砾岩和含砾砂岩含油产状较好;储层具有物性变好,含油显示级别升高的特点;储层物性,含油饱和度,以及地层电阻率呈正相关。通过对百口泉组储层四性关系的研究,并根据试油资料与储层物性、电性参数交会,制定了油、水、干层的定量解释标准,为下一步的油气勘探与开发工作提供了科学依据。     

吉林大安北油田葡萄花储层岩石基本特征

为了更好地认识大安北油田葡萄花储层特性,并为大安北油田勘探开发提供依据,通过薄片鉴定、Ｘ射线衍射分析和电镜分析等研究手段,详细分析研究了大安北油田葡萄花储层岩石的基本特征．研究结果表明：葡萄花储层岩石类型主要有细砂岩、粉砂岩、中砂岩、不等粒砂岩和砂砾岩,含油砂岩以粉砂岩和细砂岩为主;组成储层砂岩的碎屑成分有岩浆岩、变质岩和沉积岩,主要以岩浆岩岩屑和变质岩岩屑为主,据此可以认为葡萄花油层储层砂岩大多为长石岩屑粉砂岩或长石岩屑细砂岩;储层砂岩的填隙物成分主要为各类粘土矿物和碳酸盐类矿物,由于储层岩石高含泥质和钙质,使储层砂岩具有低孔、低渗的特征;储层的主要损害因素为速敏、微粒运移、酸敏和水敏损害．     

辽河油田L46块开发前期油藏工程研究

首先分析了辽河油田Ｌ４６块的地质特征，然后分析和介绍了开发前的油藏工程，主要包括前期准备井的部署原则，实施要求，指出该块必须采用注水补充能量的开发方式进行开发，给出了合理的井冈井距、即合理井距为３００ｍ，采用正方形并网，确定了油井产能为平均单井产油１０ｔ／ｄ，最后予测了年产原油６．６×１０４ｔ／ｄ，采油速度为２．２０％．     

蒙古林油田高效开发技术

为了改善常规注水开发效果 ,在蒙古林油田通过应用以重建地质模型和剩余油分布规律研究为基础的三项稳产技术 ,即砂岩整体化学调剖为主体的“调水增油”技术、砾岩层状区横向驱替稳产技术和块状区整体加密优化注水稳产技术 ,实现了由低含水期到高含水期的相对稳产 .为同类油藏开发提供了参考模式     

层序地层学在秦南凹陷东南斜坡隐蔽油气藏勘探中的应用

探讨隐蔽油气藏在层序格架内的展布规律及预测方法。在层序地层学理论指导下,综合运用钻井、测井以及地震资料,对渤海秦南凹陷东南斜坡区古近系东营组层序地层特征进行了精细研究,把东营组划分为3个Ⅲ级层序:东三、东二和东一层序,并建立东三层序的沉积模型,总结了隐蔽油气藏成藏模式。研究结果表明:在东三层序晚期水体下降,物源供给充足,储层十分发育并且分布范围广,与东二层序稳定分布的泥岩相配合可形成大规模的地层油气藏;早期水体逐渐上升,可形成超覆尖灭岩性油气藏。东二层序厚层泥岩之下,受湖平面变化控制的砂体展布特征和油气输导条件是隐蔽油气藏的成藏主控因素。秦南凹陷隐蔽油气藏勘探潜力巨大。     

安塞油田王窑区长6油层储层地质

通过岩心描述和分析,并结合砂体分布形态,确认安塞油田王窑区长６油层为湖泊三角洲沉积体系,储集砂体为三角洲前缘相带的各种砂坝和分流河道,在单井微相分析的基础上,对该区的砂体微相进行了分析．通过铸体薄片、扫描电镜、Ｘ－射线衍射和电子探针等多项分析手段,对长６油层的储层特征进行了分析,该区储层岩性为细粒长石砂岩,主要自生矿物类型为方解石、绿泥石、浊沸石、伊利石、石英、长石和少量伊一蒙混层．储层面孔率一般５％～８％,主要为粒间孔隙、骨架颗粒溶孔、浊沸石溶孔和少量裂缝孔隙．部分微裂缝在地下处于开启状态．在成岩特征研究的基础上,建立了长６油层成岩演化序列．油砂体研究结果表明,油藏分布和聚油面积受三角洲沉积作用控制,储层性质受砂体微相和成岩作用的双重控制     

辽西拗陷中上元古界油气储集性能分析

根据野外实测地质剖面和室内分析化验,对具有含油气远景的辽西拗陷中、上元古界储集岩储集空间类型、储集岩性与储集性能及储集性能进行综合分析.得出辽西拗陷中、上元古界含油气储集岩储集性能较好,Ⅰ级累计厚度430m、占17%,Ⅱ级累计厚度1647m、占66%,Ⅲ级累计厚度439m、占17%,有利油气资源的赋存.     

薄荷台-大榆树地区扶余油层成藏因素与有利油气富集区研究

研究区油气分布受构造、断层、沉积和油源等因素影响,造成油水关系复杂,油藏类型多样,给油藏评价和开发带来困难．薄荷台一大榆树地区扶余油层油气成藏受多种因素制约,对其成藏主控因素的分析是下步油藏评价、油气开发突破的关键．着重分析油气成藏控制因素,建立油气成藏模式,总结油气富集规律,寻找有潜力的油气富集区块,为开发优选有利目标区打基础．研究结果表明,预测研究区存在2个构造和4个岩性有利油气聚集带．     

低渗透油层注水开发的层间突进研究

低渗透油田层启动压力梯度注水开发应根据储层物性和油水前缘来合理划分层序 ,制定方案更为有效 .针对渗透油层的储层特性 ,利用低渗透储层的渗流理论 ,研究低渗油层注水开发层间突进 ,推导出适合低渗油层注水开发时水驱油的前缘公式 ,并利用推导的公式进行油田实例计算 .结果表明 ,在低渗透油田的开发计算中 ,须考虑低渗透油田储层特性的影响 ,否则会引起较大误差 .得出 ,当启动压力梯度越大时 ,考虑启动压力梯度算出的水驱前缘要远小于不考虑启动压力梯度算出的水驱前缘的结论 .由此给出油田合理开发层系     

华池油田长3油层沉积微相与含油性关系

对华 1 5 2井区沉积微相与含油性进行了较全面的分析 ,认为华 1 5 2井区长 3油层的沉积相为吴旗—华池三角洲前缘亚相的一个分支 .根据其岩性、电性及沉积构造特征 ,将其划分为 4个沉积单元 .每个单元又划分为水下分流河道、河口坝、天然堤、分流间洼地、分流间湾 5个沉积微相 ,每个沉积微相都有其独特的特点和沉积空间展布规律 .分析这些特征和规律 ,展示出华 1 5 2区长 3砂层是由水下分流河道砂体、河口坝砂体等多个微相叠合而成的复杂叠合体 ,从而构成典型的建设型鸟足状三角洲前缘砂体 .这一砂体的特征是鄂尔多斯盆地延长组上部储层的典型代表 ,也是形成油藏的主要砂体     

泾河油田裂缝型致密油藏地质特征及开发对策

在阐述裂缝致密油藏地质及开发动态特征的基础上,明确了开发难点,并提出开发对策,可为同类型油田开发提供借鉴。泾河油田储层致密、孔喉细小、连通性差、可动流体百分数低,发育构造和水平层理裂缝,裂缝是高产主控因素。储层可划分为4类,I、Ⅱ类为"甜点",非均质性强、厚度薄、孔隙度低、含油饱和度低、储量丰度低;油井产量低、产能差异大、产量递减快、累产低、采收率低,开发难度大。开发难点主要有"甜点"精细描述难度大、提高井控储量难度大、提高采收率难度大、能量补充难度大等。针对开发难点,提出了"非连续"性井位部署、水平井分段压裂、滚动建产、优化油藏工程参数、能量补充先导试验、实施低成本战略等6项开发对策。